Was ist Redispatch?

2. Januar 2019 | EnergieAgentur.NRW

© distel2610/Pixabay

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Erwarten die Übertragungsnetzbetreiber Netzengpasssituationen, nehmen sie Maßnahmen vor, um die Stromversorgung zu stabilisieren. Eine dieser Maßnahmen ist Redispatch. Was dabei passiert und welche Bedeutung Eingriffe in das Stromnetz für die Versorgungssicherheit haben, erläutert dieser Beitrag.

Durch den zunehmenden Ausbau der erneuerbaren Energien fragen sich viele Menschen, welche Auswirkungen dies auf die Stabilität und Versorgungssicherheit der Stromnetze hat. Da die Stromerzeugung – sowohl konventionell als auch aus erneuerbaren Energien – örtlich und zeitlich mit dem aktuellen Verbrauch nicht übereinstimmt, müssen die gehandelten Strommengen zum Teil über große Entfernungen transportiert werden. Treten in den daraus abgeleiteten Prognoseberechnungen der Netzbetreiber Netzengpasssituationen auf, ergreifen die Übertragungsnetzbetreiber Maßnahmen zur Stabilisierung der Stromversorgung (Engpassmanagementmaßnahmen), zum Beispiel Redispatchmaßnahmen, Maßnahmen zum Einsatz von Reservekraftwerken oder Einspeisemanagementmaßnahmen. Unser Experte im Bereich Netze und Speicher, Frank Schäfer, erklärt im Folgenden wie diese Maßnahmen ablaufen, in welchen Teilen Deutschlands Redispatch besonders notwendig ist und welche Auswirkungen dies auf die Versorgungssicherheit hat.

Was ist Redispatch?
Redispatch ist eine Form des Engpassmanagements. Unter Engpassmanagement werden Maßnahmen verstanden, die Netzbetreiber einsetzen können, um Netzengpässe zu vermeiden oder zu beseitigen.

Wie ist der Ablauf des Eingriffes und wer steuert diesen?
Anlagenbetreiber planen den Einsatz ihrer Kraftwerke so, dass diese wirtschaftlich optimal betrieben werden. Diesen wirtschaftlich optimierten Einsatzplan übermitteln die Anlagenbetreiber am Vortag an den für sie zuständigen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Die Übertragungsnetzbetreiber erstellen auf Basis dieser Einsatzpläne eine Gesamtübersicht über die Ein- und Ausspeisungen des Folgetages. Wird bei den Berechnungen festgestellt, dass die angemeldeten Einsatzpläne einen Netzengpass verursachen würden, wird von den Übertragungsnetzbetreibern eine Anweisung zur Verschiebung der Stromproduktion angeordnet. Dabei werden Erzeugungsanlagen im Netzengpassgebiet abgeregelt und Erzeugungsanlagen außerhalb des Netzengpassgebiets hochgefahren.

Wie werden die Kosten für den Einsatz von Redispatch verrechnet?
Anlagenbetreiber erhalten bei einem Redispatch Ausgleichszahlungen. Diese werden über die Netzentgelte abgerechnet. Die Netzentgelte sind ein Teil des Strompreises für Endkunden.

Exkurs: Welche Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen gibt es insgesamt und welche Kosten erzeugen sie?
Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen bestehen im Wesentlichen aus den vergüteten Leistungen:
1. Reduzierung und Erhöhung der Leistung von Kraftwerken, die am Markt agieren (Marktkraftwerke) = Redispatch
2. Einsatz, inklusive der Vorhaltung von Reservekraftwerken (Netzreservekraftwerke),
3. Abregelung von Stromeinspeisungen aus Erneuerbaren-Energien- und KWK-Anlagen (Einspeisemanagement = „EinsMan“-Maßnahmen) sowie
4. weiteren nicht vergüteten Maßnahmen zur Anpassung von Stromeinspeisungen und Stromabnahmen (Anpassungsmaßnahmen).

Diese Leistungen werden von einem einzelnen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) angefordert im Fall von Einzelüberlastungsmaßnahmen bzw. auf Grund von Optimierungsrechnungen aller Übertragungsnetzbetreiber, die auf Grund der längeren Vorlaufzeiten insbesondere auch die Reservekraftwerke miteinbinden.
Dieses Engpassmanagement führte im Jahr 2017 zu Kosten von ca. 1,4 Milliarden Euro, die sich mit ca. 420 Millionen Euro auf Redispatch, ca. 610 Millionen Euro auf Einspeisemanagement-Maßnahmen sowie ca. 415 Millionen Euro auf Reservekraftwerke aufteilten (vgl. Quartalsbericht zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen der BNetzA).

Wo spielt Redispatch in Deutschland eine größere Rolle?
Regional zeigt sich vor allem in Süd- und Norddeutschland ein erhöhter Einsatz von Redispatch-Maßnahmen. Süddeutschland weist durch einen stark ausgebauten Industriesektor einen hohen Stromverbrauch auf. Dem entgegen werden durch die Abschaltung von unter anderem Atomkraftwerken Erzeugungskapazitäten abgebaut, aber nur wenig neue Stromerzeugungskapazitäten aus erneuerbaren Energieanlagen oder neuen Gaskraftwerken aufgebaut. Für die Nutzung der Windenergie sind die wirtschaftlichen Potentiale in Norddeutschland höher. Daher wurden in den letzten Jahren in Norddeutschland, aber auch in Dänemark und den Niederlanden verstärkt Erzeugungskapazitäten durch Windenergieanlagen onshore sowie offshore hinzugebaut. Der erzeugte Stromüberschuss in Norddeutschland kann den hohen Stromverbrauch in Süddeutschland allerdings physikalisch nicht vollständig ausgleichen, da die Übertragungskapazität des Stromnetzes in Zeiten hoher Windenergieproduktion (bei nicht reduzierter Leistung aus konventionellen Kraftwerken) hierfür nicht ausreicht. Rein wirtschaftlich betrachtet, senkt die erhöhte Stromproduktion im Norden an windreichen Tagen den Strompreis an der Börse. Der günstig angebotene Strom aus Norddeutschland, wird an die Verbraucher in Süddeutschland verkauft bzw. weitergegeben, kann allerdings physikalisch nicht übertragen werden, wodurch Redispatch-Maßnahmen – aber auch Einspeisemanagement-Maßnahmen (EinsMan) – notwendig werden.

Aktuell wird zudem über eine Aufteilung der deutschlandweit einheitlichen Preiszone (inklusive Österreich) in eine südliche und eine nördliche Strompreiszone diskutiert. Innerhalb einer Preiszone bildet sich ein einheitlicher Strompreis. Süddeutschland profitiert so von den günstigen Preisen, die durch das Überangebot an Strom aus Norddeutschland entstehen. Durch die Splittung würde der Strompreis in Süddeutschland steigen, dies könnte den Aufbau von Erzeugungskapazitäten anreizen. Im Norden würden durch die günstigen Preise und die mangelnden Exportmöglichkeiten alternative Nutzungsmöglichkeiten des Stroms, wie die Flexibilisierung von Produktionsprozessen attraktiv werden.

Welche Rolle spielen Redispatch-Eingriffe in Nordrhein-Westfalen?
In NRW spielen Redispatch-Maßnahmen eine untergeordnete Rolle. Dies liegt zum einen am gut ausgebauten Stromnetz und an einem ausgeglichenen Verhältnis zwischen Last (Stromabnahme) und Erzeugung. Die Verbraucher sind aber über die Netzentgelte an der Umlage der Kosten des Engpassmanagements beteiligt.

Zeigt die erhöhte Anzahl von Redispatch-Eingriffen, dass das Stromnetz instabiler wird?
Das aktuelle Stromnetz wurde für eine andere regionale Verteilung von Last und Erzeugung aufgebaut. Durch diese Veränderungen des Energiesystems im Zuge des Ausbaus der erneuerbaren Energien verändert sich auch das Stromnetz. Der unterschiedlich schnelle Ausbau der verschiedenen Systembereiche, hat eine Zunahme an Redispatch-Maßnahmen zur Folge. Dies bedeutet nicht, dass die Systemstabilität sinkt, sondern dass häufiger zur Synchronisation der Prozesse korrigierend eingegriffen werden muss.

Kann das Netz ohne Redispatch zusammenbrechen?
Engpassmanagement-Maßnahmen wie Redispatch und Einspeisemanagement sind für Übertragungsnetzbetreiber, neben anderen Mechanismen, seit Jahren etablierte und gut funktionierende Maßnahmen um die Systemstabilität zu gewährleisten. Ohne diese Eingriffe kann die Versorgungsqualität nicht aufrechterhalten werden, was im schlimmsten Fall zu Stromausfällen führen könnte.

Welche Möglichkeiten bestehen um Redispatch zu reduzieren?
Da Redispatch-Maßnahmen aufgrund von Netzengpässen durchgeführt werden, ist der Netzausbau eine Möglichkeit, um die Häufigkeit von Redispatch-Maßnahmen zu verringern. In Deutschland wird alle zwei Jahre ein Netzentwicklungsplan erstellt. In diesem werden Netzausbaubedarfe auf Basis der regionalen Entwicklung von Last (Strombedarf) und Erzeugung festgestellt.

Eine Reduktion des Redispatch ist durch das ab 01.10.2018 gestartete Engpassmanagement zwischen Österreich und Deutschland zu erwarten.

Eine weitere aktuell diskutierte Möglichkeit ist die Einführung von zeitlich flexiblen Stromtarifen bzw. Netzentgelten. Dabei würde dem Strompreis entsprechend der aktuellen Netzsituation ergänzend eine regionale Komponente hinzugefügt werden. Die Einführung ist auf Grund der Komplexität jedoch nicht kurzfristig zu erwarten.

Weitere Informationen:
Video – EA.einfach: Das Verteilnetz – Rückgrat der Energiewende